Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью счетчиков-расходомеров массовых.

Конструктивно СИКНС состоит из входного коллектора, блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений параметров сырой нефти (БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки, выходного коллектора. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.

На входном коллекторе СИКНС установлен манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11).

В состав БФ входят:

- два фильтра сетчатых с быстросъемной крышкой DN 150, на входе и выходе каждого фильтра установлен манометр избыточного давления показывающий МП4-У (Госреестр № 10135-10) для контроля перепада давления;

- два датчика давления Метран-^OCD (Госреестр № 32854-13) для измерения разности давлений;

БИЛ состоит из двух измерительных линий (ИЛ): одной рабочей и одной контрольно-резервной ИЛ.

(Госреестр № 45115-10) (далее - массомеры);

• - датчик давления Метран-^OTG (Госреестр № 32854-13);

• - термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (Госреестр № 38548-13);

• - манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11);

• - термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р (Госреестр № 46078-11).

БИК выполняет функции непрерывного измерения объемной доли воды в сырой нефти и автоматического отбора объединенной пробы нефти для последующего определения параметров сырой нефти в лаборатории. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012, установленное на входном коллекторе БИЛ.

В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

• - влагомер сырой нефти ВСН-2-50-100 (Госреестр № 24604-12);

• - датчик давления Метран-^OTG (Госреестр № 32854-13);

• - термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (Госреестр № 38548-13);

• - манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11);

• - термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р (Госреестр № 46078-11);

• - преобразователь расхода турбинный NuFlo (Госреестр № 39188-08);

• - два пробоотборника автоматических «Отбор-А-Р-Слив»;

• - пробоотборник для ручного отбора пробы «Стандарт - РОП»;

- узел подключения резервного влагомера;

- ручной регулятор расхода.

Узел подключения передвижной поверочной установки размещен на выходном трубопроводе БИЛ и предназначен для подключения передвижной поверочной установки при проведении поверки и контроля метрологических зарактеристик массомеров.

На выходном коллекторе СИКНС установлены:

- ручной регулятор расхода;

• - два датчика давления MeTpaH-150TG (Госреестр № 32854-13), установленные на входе и выходе регулятора расхода;

• - два манометра показывающих для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11), установленные на входе и выходе регулятора расхода.

• - термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (Госреестр № 38548-13);

• - термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р (Госреестр № 46078-11);

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку полученной информации. В состав СОИ входят:

• - два вычислителя УВП-280Б.01 (Госреестр № 53503-13) (основной и резервный);

• - автоматизированное рабочее место оператора «Rate АРМ оператора УУН» на базе персонального компьютера, оснащенное монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКНС, в соответствии с МИ 3002-2006 и методиками поверки средств измерений, входящих в состав СИКНС.

СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:

• - автоматическое измерение давления и температуры сырой нефти;

• - автоматическое измерение перепада давления сырой нефти на фильтрах;

• - автоматическое измерение объемной доли воды в сырой нефти;

• - автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти;

• - ручное регулирование расхода сырой нефти;

• - автоматическое измерение массы сырой нефти;

• - автоматизированное вычисление массы нетто сырой нефти;

• - поверка и контроль метрологических характеристик (КМХ) массомеров по передвижной поверочной установке;

• - КМХ рабочего массомера по контрольно-резервному массомеру;

• - отображение, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов КМХ;

• - защита информации от несанкционированного доступа.

• 1. Единичный экземпляр СИКНС.

• 2. «Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Утевская» ОАО «Самаранефтегаз». Паспорт 214/2/14-ПС.

• 3. Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Утевская» ОАО «Самаранефтегаз». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0078-15 МП.

Рабочая среда

Рабочий диапазон массового расхода, т/ч

Рабочий диапазон температуры сырой нефти, °С

Рабочий диапазон давления нефти сырой нефти, МПа

Рабочий диапазон плотности сырой нефти, кг/м³ Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более

Объемная доля растворенного газа в сырой нефти, м³/м³, не более Содержание свободного газа

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %

Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти поточным влагомером, %:

в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 0 до 5 % в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 5 до 10 % в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 10 до 20 % в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 20 до 50 % в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 50 до 70 % в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 70 до 85 % в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 85 до 90 %